Perm-Becken-Update, 24. Februar 2022

Ein Großteil der Informationen für diesen Beitrag stammt aus Daten von shaleprofile und Einschätzungen des USGS. Darüber hinaus war ein im Januar 2022 von Wardana Saputra et al. veröffentlichter Artikel eine hervorragende Ressource.

Die bei der IS-Analyse verwendete grundlegende Methode wurde in einem früheren Beitrag behandelt. Im Wesentlichen wird die Faltung durchschnittlicher Bohrlochprofile mit der monatlichen Fertigstellungsrate im Laufe der Zeit verwendet, um die zukünftige Ausgabe zu modellieren. Ich konzentriere mich auf den Zeitraum ab Januar 2010 und berücksichtige in der Analyse nur horizontale, dichte Ölquellen. Zukünftige Bohrlochprofile werden geschätzt und es werden mehrere Zukunftsszenarien für die Fertigstellungsrate verwendet. Die Zukunft ist eindeutig unbekannt, sodass zukünftige Fertigstellungsraten und die geschätzte endgültige Gewinnung (EUR) für in der Zukunft fertiggestellte Bohrlöcher nur geschätzt werden können.

Um eine solche Vermutung anzustellen, beginne ich mit den USGS-Bewertungen für das Perm-Becken, wo die durchschnittliche Schätzung der voraussichtlichen Netto-Hektarfläche Mitte 2017 bei etwa 50 Millionen Acres lag. Ich verwende eine Schätzung für durchschnittliche Acres pro Bohrloch von 300 Acres (ungefähr 9.500 Fuß Seitenlänge mit einem Abstand von 1.320 Fuß zwischen den Seitenanschlüssen), was eine Schätzung von ungefähr 167.000 Bohrlöchern ergibt. Bis Juni 2017 waren im Perm-Becken bereits etwa 14.000 Bohrlöcher fertiggestellt, so dass die Gesamtzahl der fertiggestellten Bohrlöcher bei etwa 181.000 liegen würde, wenn die Ölpreise hoch genug wären, um jeden potenziellen Bohrstandort rentabel zu machen. Unter Verwendung der mittleren UTRR-Schätzung (70 GB) und der Anzahl potenzieller Bohrstandorte (ca. 160.000 Stand: 21. Dezember 2021 basierend auf den Daten des Schieferprofils, wo von Juli 2017 bis Dezember 2021 etwa 21.000 Bohrlöcher fertiggestellt wurden), finde ich und Schätzung für den zukünftigen Rückgang des EUR pro Bohrloch, der zu einem UTRR von 70 GB führen wird, wenn alle potenziellen Bohrlöcher fertiggestellt wären.

Nach diesem Schritt wird eine Discounted-Cashflow-Analyse unter Verwendung von Schätzungen zukünftiger Kosten und Preise durchgeführt, um zu bestimmen, ob die Fertigstellung einer Bohrung rentabel sein wird, um für ein bestimmtes Szenario einen ERR zu ermitteln. Typischerweise ist der ERR kleiner als der TRR, aber in seltenen Fällen ist der Ölpreis hoch In bestimmten Szenarien könnten sie nahezu gleich sein.

Durchschnittliche Bohrlochprofile wurden entwickelt, indem eine Arps-Hyperbolfunktion an die Daten von shaleprofile.com für das durchschnittliche Bohrloch 2010 bis 2012 und dann für jedes einzelne Jahr von 2013 bis 2020 angepasst wurde. In meinen Szenarien gehe ich davon aus, dass der EUR nach Dezember 2020 zu sinken beginnt Gehen Sie davon aus, dass die seitliche Länge nicht weiter zunimmt oder sich der durchschnittliche Bohrlochabstand ändert.

Seit 2010 ist der durchschnittliche Euro für neue Bohrlöcher gestiegen. Beachten Sie jedoch, dass das Produktivitätswachstum 2018 bei einer Normalisierung auf die zunehmende seitliche Länge aufgehört hat und möglicherweise leicht abnimmt. Leider habe ich keinen Zugriff auf Daten zur durchschnittlichen seitlichen Länge und verlasse mich daher auf gelegentliche Aktualisierungen bei shaleprofile.com. Daten zu diesen Bohrlochprofilen finden Sie hier.

Mein zentrales Szenario geht davon aus, dass die Fertigstellungsrate der Horizontal-Tight-Oil-Bohrlöcher im Perm-Becken von 400 neuen Bohrlöchern pro Monat (die Rate der letzten 6 Monate) auf 800 neue Bohrlöcher pro Monat bis Juli 2025 steigt, wobei die Rate ab Juli 2022 um 10 Bohrlöcher pro Monat steigt Bei einem langsameren Anstieg von 5 Bohrlöchern pro Monat von Februar 2022 bis Juni 2022 bleibt die Fertigstellungsrate in meinem Szenario mit hohem Ölpreis von Juli 2025 bis Januar 2037 bei 800 neuen Bohrlöchern pro Monat und sinkt dann bis April 2039 auf Null. Der EUR für Die durchschnittliche neue Bohrung für den hohen Ölpreis (Höchstpreis von 100 $/bo im Jahr 2020) und die mittlere USGS-TRR-Schätzung (75 GB) von Januar 2022 bis April 2039 ist unten dargestellt. Für dieses Szenario werden nach diesem Datum keine Bohrlöcher mehr fertiggestellt. Beachten Sie, dass bei anderen TRR-Annahmen (F95 = 45 GB und F5 = 116 GB) der Rückgang in EUR unterschiedlich ausfällt (er verringert sich im F95-Fall weniger und im F5-Fall stärker). In diesem Szenario wurden von Januar 2010 bis April 2039 182.000 horizontale dichte Ölbohrungen durchgeführt. Basierend auf der Angebotsschätzung von shaleprofile.com für das Perm-Becken wurden bis Dezember 2021 etwa 34.200 Bohrungen fertiggestellt.

Die folgende Tabelle fasst die USGS-Schätzungen für die F95-, Mittelwert- und F5-Fälle aus den Perm-Beckenbewertungen der Midland-Becken-Formationen Wolfcamp (2016), Spraberry (2017) und Delaware Wolfcamp und Bonespring zusammen (die Avalon-Formation ist auch in der Bewertung des Delaware-Beckens enthalten). . UTRR ist eine unentdeckte, technisch gewinnbare Ressource. Netto-Acres sind Gesamt-Acres multipliziert mit der Erfolgsquote für einzelne Bänke (1 Million Acres mit einer Erfolgsquote von 0,9 wären 900.000 Netto-Acres), und Bohrlöcher werden geschätzt, indem die Netto-Acres durch 300 Acres pro Bohrloch dividiert werden .

Beachten Sie, dass ich für diese Bewertungen den Juni 2017 als Mittelwert verwende, da mir zum Zeitpunkt der Bewertungen keine detaillierten Daten darüber vorliegen, welche Formationsbrunnen fertiggestellt waren. Es handelt sich also um einen Näherungswert. Mit Stand Juni 2017 gab es im Perm-Becken 13.710 fertiggestellte horizontale Bohrlöcher, basierend auf der neuesten Aktualisierung des Perm-Beckens auf shaleprofile.com, so dass im durchschnittlichen USGS-Fall die Gesamtzahl der fertiggestellten Bohrlöcher etwa 182.000 Bohrlöcher betragen würde (F95=99.000, F5= 305k). Die Gesamtproduktion der bis Juni 2017 fertiggestellten Bohrlöcher könnte etwa 5 GB betragen. Dies würde zur UTRR in der Tabelle oben addiert, sodass die TRR für F95-, Mittelwert- und F5-USGS-Schätzungen 45, 75 bzw. 115 GB betragen würde.

Die Einzelheiten der wirtschaftlichen Annahmen lauten wie folgt (alle in US-Dollar für 2020):

Durchschnittliche Bohrkosten = 10,8 Mio. $OPEX = 11 $/bo + 16.000 $/Monat (monatliche Kosten) NGL-Preis = 35 % des Rohölpreises am Bohrlochkopf, Erdgaspreis = 3,50 $/MCF, Transportkosten zur Raffinerie = 5 $/bo, Lizenzgebühren und Steuern = 28,5 % des Umsatzes am Bohrlochkopf, nominaler jährlicher Diskontsatz = 10 % nominaler jährlicher Zinssatz für Schulden = 7 % Dividendenausschüttung = 25 % des Nettoumsatzes

Ich verwende eine Discounted-Cashflow-Analyse, bei der der Ölpreis des Szenarios und die oben genannten Annahmen verwendet werden, um den diskontierten Netto-Cashflow (DCF) über die Lebensdauer des Bohrlochs zu schätzen. Bohrlöcher werden fertiggestellt, wenn der DCF größer oder gleich den Bohrkosten ist Ölpreis und wirtschaftliche Annahmen oben. Es wird davon ausgegangen, dass das durchschnittliche Bohrloch einen Seitenabstand von 9.500 Fuß und einen Abstand von 1.320 Fuß hat (ungefähr 300 Acres pro Bohrloch). Die drei Ölpreisszenarien (sehr niedrig, niedrig und hoch) sind in der folgenden Grafik aufgeführt. Beachten Sie, dass das Szenario mit sehr niedrigem Ölpreis nur für einen Fall mit einem 45-GB-TRR mit einer Fertigstellungsrate von 400 Bohrlöchern pro Monat verwendet wird. Für alle anderen Szenarien wird entweder das Szenario mit niedrigem oder hohem Fall verwendet.

Nachfolgend sind die verschiedenen Bohrloch-Fertigstellungsszenarien dargestellt. Sie sind im Zeitraum 2022 bis 2030 größtenteils ähnlich, und dann ändern sich die Enden abhängig von der angenommenen TRR für das Szenario (aufgrund weniger Bohrlöcher in den Fällen mit niedrigerer TRR) und dem Ölpreisszenario ( weniger profitable Bohrlöcher im Niedrigpreisfall). Beachten Sie, dass nur in einem Fall das Szenario mit sehr hoher Fertigstellung (maximal 1600 neue Bohrlöcher pro Monat) verwendet wird, um zu sehen, ob eine ERR nahe der hohen TRR für das F5-Szenario erreicht werden könnte. Dieses Szenario ist wahrscheinlich nicht um jeden Preis realistisch ( und definitiv nicht bei 100 $/bo). Die meisten Szenarien haben eine maximale Abschlussrate von 400, 600 oder 800 pro Monat, wobei die meisten Szenarien entweder 400 oder 800 Abschlüsse pro Monat haben. In den Diagrammen in diesem Beitrag verwende ich die folgenden Notationen:

e=ERR in Gbt=TRR in Gb,c=maximale Bohrloch-Fertigstellungsrate bei neuen Bohrlöchern pro Monatw=Gesamtzahl der von Januar 2010 bis zum Ende des Szenarios fertiggestellten Bohrlöcher in Tausend

Beachten Sie, dass bei zwei Szenarien mit demselben TRR und demselben Fertigstellungsratenmaximum die unterschiedliche ERR und Gesamtbohrlochfertigstellung auf unterschiedliche Ölpreisannahmen (sehr niedrige bis hohe Ölpreise) zurückzuführen ist. Daten können hier heruntergeladen werden.

Die Szenarien für hohe Ölpreise finden Sie in der folgenden Grafik. Beachten Sie, dass das Szenario mit ERR=TRR=75 Gb von den angenommenen hohen Ölpreisen abhängt, sollte es als Reaktion auf die hohen Ölpreise (die bis 2028 bei der Ölproduktion auf 150 $/bo im Jahr 2020 steigen könnten) zu einem schnellen Übergang zum Elektrotransport kommen In einer Welt, in der der Anstieg der Batterieproduktion die vielen vorhandenen Hindernisse überwindet, könnten die Ölpreise bis 2035 und möglicherweise früher sinken, wenn die OPEC beschließt, ihre Ressourcen aggressiver zu entwickeln, um ihre Produktion vor dem Weltmarkt zu verkaufen Die Nachfrage beginnt zu schwinden. Wir werden später darauf zurückkommen.

Niedrige Ölpreisszenarien im Diagramm unten

In der folgenden Grafik sehen wir uns die verschiedenen Szenarien an, darunter das Szenario mit sehr niedrigem Ölpreis für den Fall mit niedriger Fertigstellung und niedrigem TRR und das Szenario mit sehr hoher Abschlussrate für den Fall mit hoher TRR und hohem Preis. Dazwischen liegt die zentrale Abschlussrate von 600 mittlere TRR-Szenarien, gemittelt für niedrigen und hohen Ölpreis und der Durchschnitt aller Szenarien.

Im Folgenden betrachten wir 4 Szenarien mit Abschlussraten von 600 und 800 Fertigstellungen pro Monat bei den Szenarien mit hohem und niedrigem Ölpreis. Alle basieren auf der mittleren USGS-TRR-Schätzung von 75 GB und der ERR liegt zwischen 62 und 75 GB, dem Durchschnitt der Es werden auch 4 Szenarien gezeigt, dies wäre meine beste Schätzung für die zukünftige Permian-Ausgabe, der ERR der 4 Szenarien liegt im Durchschnitt bei etwa 70 GB. Daten für die verschiedenen Szenarien können in einer Tabelle heruntergeladen werden.

Wenn wir uns die USGS-Bewertungen genau ansehen, können wir die verschiedenen Bänke berücksichtigen und feststellen, welche Gesteinsmengen die produktivsten sind. Von den 50,4 Millionen Netto-Acres in der USGS-Mittelschätzung weisen etwa 31,4 Millionen Netto-Acres ein potenziell größeres Volumen (höherer EUR pro Acre) auf. Diese 31,4 Millionen Netto-Acres haben eine UTRR von 52 GB. Wenn wir die 5 GB hinzufügen, die voraussichtlich aus den bis Juni 2017 fertiggestellten Bohrlöchern gefördert werden, beträgt die TRR 57 GB, sodass möglicherweise weitere 18 GB TRR daraus gefördert werden können Wenn die Hälfte davon profitabel produziert werden kann, würde sich die Gesamt-ERR auf etwa 66 GB belaufen. Die Prognose von Saputra et al. (2022) weist eine ERR-Schätzung von 55 bis 62 GB auf, die etwas unter meiner Schätzung liegt. Beachten Sie, dass Saputra von einem Szenario mit einer Fertigstellungsrate von 400 Bohrlöchern pro Monat ausgeht. Für meine Szenarien, bei denen die mittlere USGS-TRR und 400 Bohrloch pro Monat bei Szenarios mit hohem und niedrigem Ölpreis angenommen werden, liegt die durchschnittliche ERR bei etwa 51 GB. Ich gehe davon aus, dass die Fertigstellungsrate in Zukunft auf mindestens 600 Bohrlöcher pro Monat steigen wird, wenn der durchschnittliche ERR der niedrigen und hohen Ölpreisszenarien etwa 67 GB beträgt, oder möglicherweise auf 800 Bohrlöcher pro Monat, wenn der ERR des niedrigen und hohen Ölpreises beträgt Preisszenarien beträgt 73 GB. Die Szenarien mit niedriger Fertigstellungsrate werden viel Öl im Boden hinterlassen, wenn die Ölpreise etwa zwischen 2036 und 2042 zu fallen beginnen, wie in meinen Ölpreisszenarien.

Was passiert, wenn die OPEC in der Lage ist, ihre Kapazität bis 2028 zu erhöhen und/oder der Übergang zum Elektrotransport schneller erfolgt, als etablierte Agenturen wie die IEA derzeit prognostizieren? Wir betrachten dies kurz, indem wir uns das Szenario mit TRR = 75 GB und 800 Bohrlöchern pro Monat mit maximaler Fertigstellungsrate unter einem modifizierten „Hoher Ölpreis“-Szenario ansehen, bei dem die Preise ab Januar 2031 schnell fallen (Rückgangsrate von 1 USD/Monat).

Unten sehen Sie das resultierende Szenario mit der Abschlussrate auf der rechten vertikalen Achse. Mit dieser Änderung des Ölpreisszenarios sinkt der ERR von 75 GB auf 53 GB.

Viele Ölprofis glauben, dass weniger Fertigstellungen ein besserer Ansatz für die Erschließung knapper Ölfelder wären. Betrachten wir das gleiche Ölpreisszenario und die gleiche TRR-Annahme, reduzieren aber die Fertigstellungsrate auf 400 neue Bohrlöcher pro Monat.

Das Szenario mit der niedrigeren Fertigstellungsrate lässt etwa 15 GB Öl im Boden zurück, das wahrscheinlich nie gefördert wird, wenn die Ölpreise dem „neuen“ Szenario mit hohen Ölpreisen folgen.

Viele in der Ölindustrie bezweifeln, dass die Ölnachfrage vor 2040 bis 2050 schneller sinken wird als das Ölangebot. Das war die Grundlage für meine anfänglichen Szenarien mit hohen Ölpreisen und niedrigen Ölpreisen, verbunden mit meiner Skepsis, dass die OPEC sich für eine Erhöhung entscheiden wird Kapazität erheblich.

Wenn ich zu meinem ursprünglichen Szenario mit hohen Ölpreisen zurückkehre und das Szenario mit 75 GB TRR und 600 Bohrloch-Fertigstellungsraten berücksichtige und die wirtschaftlichen Annahmen weiter oben im Beitrag verwende, kann ich die kumulierten Nettoeinnahmen im gesamten Einzugsgebiet von Januar 2010 bis Dezember 2035 zeigen Es wird angenommen, dass die tatsächlichen Bohrkosten (2020) von 7,5 Millionen US-Dollar im Januar 2010 (2020 US-Dollar) auf 10,5 Millionen US-Dollar im August 2017 steigen und dann bis September 2021 auf diesem Niveau bleiben. Es wird davon ausgegangen, dass die tatsächlichen Bohrkosten (2020 US-Dollar) jährlich um 1 % und um 3,5 % steigen % bei einer jährlichen Inflationsrate von 2,5 %. Unter diesen Annahmen können die Schulden bis Anfang 2025 vollständig zurückgezahlt werden und der kumulierte Nettoumsatz steigt bis 2036 auf etwa 750 Milliarden US-Dollar (im Jahr 2020). Das Geld, das mit diesem Bargeldhaufen verdient werden könnte, wenn es investiert würde, ist darin nicht eingerechnet. Beachten Sie, dass einigen Schätzungen zufolge die Bohr- und Fertigstellungskosten pro Seitenfuß in den meisten Ölbecken mit geringem Ölvorkommen gesunken sind. Ich gehe davon aus, dass sich die seitliche Länge oder das Bohrlochdesign nach Dezember 2020 nicht ändern werden, sodass ich davon ausgehe, dass etwaige Kostensteigerungen auf lange Sicht marginal wären und in der Nähe der Inflationsrate liegen würden (also keine Änderung der realen Kosten in konstanten Dollar). Die folgende Schätzung ist konservativ.

Eine letzte Frage stellte Ovi zum Tight Oil in den USA und ob es in der Lage sein könnte, das weltweite Nachfragewachstum zu decken. Wenn wir davon ausgehen, dass sich der langfristige (40-jährige) Trend eines Anstiegs der Nachfrage nach Rohöl plus Kondensat um etwa 800 kb/d auch in Zukunft fortsetzt, wäre dies unser Ziel. Ich habe das folgende Szenario für das Perm-Becken erstellt, basierend auf einer TRR von 75 GB, dem Standard-Hochölpreisszenario (erstes in diesem Beitrag vorgestellt) und einer maximalen Fertigstellungsrate von 800 Bohrlöchern pro Monat. Die Steigerungsrate wurde gegenüber dem ursprünglichen Szenario im Beitrag geändert (reduziert), wie auf der rechten Achse unten dargestellt.

Die Anstiegsrate von Juni 2022 bis Juni 2028 wird später gezeigt. Zuerst kombinieren wir dieses Szenario mit Szenarien, die für alle anderen US-Tight-Oil-Becken erstellt wurden, um ein US-Tight-Oil-Szenario zu erhalten.

Dieses Szenario würde nur eintreten, wenn die Ölpreise bis 2040 hoch bleiben. Dies ist meiner Meinung nach unwahrscheinlich. Wenn die Ölpreise im Jahr 2032 zu fallen beginnen, würden wir einen URR für knappes Öl in den USA näher bei 75 GB sehen. Dieses Szenario ist optimistisch/unrealistisch.

Von Mitte 2022 bis Mitte 2028 beträgt die Steigerungsrate des Tight Oil im Perm und in den USA auf jeden Fall etwa 700 kb/d pro Jahr.